Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ методов обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов 18
1.1 Анализ надежности действующих магистральных нефтепроводов 18
1.2 Анализ существующих методов обеспечения надежности магистральных нефтепроводов 27
1.3 Проблемы обеспечения надежности и безопасности магистральных нефтепроводов 37 Выводы по главе 1 44
2 Разработка методов обеспечения надежности и безопасности магистральных нефтепроводов на стадии проектирования и строительства 46
2.1 Общие положения 46
2.2 Организация проектирования магистральных нефтепроводов нового класса, на основе методологии типового проектирования уникальных объектов 48
2.3 Технические требования к материалам, изделиям и оборудованию 62
2.4 Совершенствование методов расчета на прочность и выбора рациональных конструктивных решений прокладки подземных нефтепроводов на пересеченном рельефе местности 78
2.5 Обеспечение экологической безопасности магистральных нефтепроводов оптимальным размещением линейной запорной арматуры 92
2.5.1 Основные факторы, влияющие на экологическую безопасность нефтепроводов 92
2.5.2 Оптимальное размещение запорной арматуры на линейной части магистральных нефтепроводов 94
2.5.3 Анализ размещения арматуры по разработанной методике 98
2.6 Направления совершенствования технологии строительства магистральных нефтепроводов в сложных природно- климатических условиях 101
Выводы по главе 2 121
3 Разработка метода вероятностного анализа надежности и безопасности проектных решений 124
3.1 Общие принципы вероятностного анализа безопасности 125
3.1.1 Цели и основные аспекты выполнения вероятностного анализа 125
3.1.2 Количественные расчеты вероятностного анализа 127
3.1.3 Требования к составу и содержанию исходных данных для вероятностного анализа надежности и безопасности 138
3.2 Методика вероятностного анализа безопасности объектов трубопроводного транспорта нефти 139
3.2.1. Требования к безопасности магистрального нефтепровода 139
3.2.2 Структура методики вероятностного анализа безопасности 141
3.2.3 Анализ, отбор и группирование исходных событий аварийных ситуаций 150
3.2.4 Моделирование аварийных последовательностей 153
3.2.5 Анализ надежности систем и персонала 155
3.3 Формирование показателей безопасности магистральных нефтепроводов на основе методологии ВАБ 179
3.3.1 Классификации магистральных нефтепроводов по безопасности 179
3.3.2 Принципы формирования показателей безопасности магистральных нефтепроводов 183
3.3.3 Рекомендации по повышению уровня надежности и безопасности 191
3.4 Опыт применения методологии ВАБ для обоснования безопасности магистрального нефтепровода нового класса 194
Выводы по главе 3 214
4 Усовершенствование системы технического диагностирования объектов трубопроводного транспорта нефти 216
4.1 Общие принципы и методы технического диагностирования 217
4.2 Типы и параметры дефектов, выявляемые при
диагностике магистральных нефтепроводов 223
4.3 Периодичность проведения диагностических обследований 227
4.4 Повышение эффективности внутритрубных диагностических обследований 234
Выводы по главе 4 247
5 Исследование и разработка методов расчета на прочность и долговечность трубопроводов с учетом фактического уровня дефектности 249
5.1 Исследование и разработка методологии расчета на прочность и долговечность труб и сварных соединений с дефектами 250
5.2 Прочность и долговечность труб с механическими повреждениями типа «риска» 265
5.3 Методика расчета на прочность и долговечность труб
с дефектами геометрии 280
5.4 Расчет на прочность и долговечность сварных стыков трубопроводов с дефектами 293
5.5 Расчет на прочность и долговечность трубопроводов с коррозионными дефектами «потеря металла» 303
Выводы по главе 5 312
6 Система оценки технического состояния объектов трубопроводного транспорта нефти 314
6.1 Общие принципы оценки технического состояния 314
6.2 Оценка технического состояния линейной части
магистральных нефтепроводов 316
6.3 Оценка технического состояния оборудования, нефтепроводов
и резервуаров нефтеперекачивающих станций 330
Выводы по главе 6 334
7 Разработка методологии формирования отраслевого информационного фонда 335
7.1 Принципы формирования отраслевого информационного
фонда 335
7.2 Порядок разработки и обращения нормативно-технической документации 341
7.3 Порядок формирования, ведения и применения Реестра технических требований и технических условий участников инвестиционного цикла 350
7.4 Нормативно-техническое обеспечение нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан 356
Выводы по главе 7 367
Основные выводы 368
Список использованной литературы 371
- Анализ существующих методов обеспечения надежности магистральных нефтепроводов
- Организация проектирования магистральных нефтепроводов нового класса, на основе методологии типового проектирования уникальных объектов
- Количественные расчеты вероятностного анализа
- Периодичность проведения диагностических обследований
Введение к работе
Актуальность работы
Магистральные нефтепроводы (МН) в экономике страны занимают одну из ключевых позиций. Вопросы обеспечения надежной и безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов затрагивают не только систему нефтепроводного транспорта, но и многие другие отрасли, а также существенно влияют на достижение целей, сформулированных в Концепции энергетического развития страны.
Современное состояние нефтепроводного транспорта характеризуется длительным сроком эксплуатации ряда действующих магистральных нефтепроводов при существенном увеличении объемов перекачки нефти и сооружением новых мощных МН, работающих при повышенном давлении. Обеспечение эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов в условиях их длительной эксплуатации, увеличения объемов перекачки и повышения давления становится все более актуальным.
Проблема надежности магистральных нефтепроводов охватывает широкий круг вопросов, таких как анализ условий возникновения повреждений и разработка мероприятий по их предотвращению, анализ фактического технического состояния МН и выбор эффективных способов повышения их надежности и безопасности. В связи с этим объективно необходимым является создание организационно-технологической системы обеспечения эксплуатационной надежности МН, содержащей приоритетные направления достижения цели. Одним из таких приоритетных направлений является обеспечение показателей надежности на стадии проектирования. Качественное проектирование позволяет в последующем существенно снизить затраты на техническое обслуживание и ремонт МН. Обеспечение требуемых показателей надежности и безопасности может быть достигнуто также на основе применения научно обоснованных типовых проектных и технических решений, в т.ч. с учетом экологической безопасности, и соответствующими техническими требованиями к материалам, изделиям и оборудованию (комплектующим).
Достоверная оценка надежности МН занимает важное место в решении рассматриваемой проблемы. Исходя из конструктивных особенностей МН как сложной технической системы, принимая во внимание то, что МН относятся к опасным производственным объектам, эффективным методом оценки их надежности является вероятностный анализ безопасности (ВАБ).
С учетом того, что трубы, изделия и технологическое оборудование по разным причинам имеют дефекты, развивающиеся в ходе эксплуатации МН, техническое диагностирование объектов трубопроводного транспорта нефти и оценка их технического состояния являются необходимыми элементами обеспечения надежности МН. При этом с целью исключения отказов МН из-за роста дефектов до недопустимых параметров требуется разработка метода расчета труб на прочность и долговечность с учетом фактического уровня дефектности.
Формирование организационно-технологической системы обеспечения надежной эксплуатации МН как опасных производственных объектов предполагает создание и поддержание в актуализированном состоянии базы нормативно-технических документов в виде отраслевого информационного фонда (ОИФ).
Методологической основой решения проблем надежности магистральных нефтепроводов являются работы ведущих специалистов отраслевых институтов (ИПТЭР, ВНИИСТ, ГИПРОТРУБОПРОВОД), академических институтов (ИМАШ им. А.А. Благонравова, ИМЕТ им. А.А. Байкова, ИЭС
им. Е.О. Патона), лабораторий и кафедр высших учебных заведений
(УГНТУ, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), Центра технической диагностики «Диаскан», специалистов АК «Транснефть», других научных центров страны.
Аналитической основой решения задач по расчету на прочность и долговечность труб МН являются методы механики деформируемых систем, развитые Лякишевым Н.П., Махутовым Н.А., Москвитиным Г.В., Морозовым Е.М., Стекловым О.И., Зайнуллиным Р.С. и другими учеными.
Методы и средства обеспечения надежности и безопасности магистральных нефтепроводов на основе анализа аварий и повреждений действующих МН, современные методы расчета и проектирования, диагностирования и оценки фактического технического состояния, разработанные
Абдуллиным И.Г., Азметовым Х.А., Березиным В.Л., Бородавкиным П.П., Быковым Л.И., Гумеровым А.Г., Гумеровым К.М., Гумеровым Р.С., Иванцовым О.М., Идрисовым Р.Х., Малюшиным Н.А., Пашковым Ю.И.,
Притулой В.В., Самойловым Б.В., Султановым М.Х., Фокиным М.Ф., Халлыевым Н.Х., Ямалеевым К.М., Ясиным Э.М. и другими учеными, позволили создать новые технические и технологические решения, обеспечившие прогрессивное развитие систем магистрального трубопроводного транспорта.
В последние годы наметились новые направления в решении проблемы обеспечения надежности магистральных нефтепроводов, в связи с чем появилась необходимость в их анализе, обобщении и развитии.
Основные научные исследования по диссертационной работе выполнены в рамках:
Межгосударственной научно-технической программы «Высоконадежный трубопроводный транспорт», утвержденной правительствами Российской Федерации и Украины в 1993 г.;
Концепции повышения надежности объектов трубопроводного транспорта нефти, принятой ОАО «АК «Транснефть»;
Государственного инновационного проекта «Магистраль».
Целью диссертационной работы является повышение надежности при эксплуатации магистральных нефтепроводов за счет создания комплексной организационно-технологической системы, включающей методы нормирования технических показателей элементов системы магистральных нефтепроводов, организации проектирования на основе применения типовых проектов, вероятностного анализа безопасности, расчета на прочность и долговечность труб с дефектами, оценки технического состояния объектов магистрального нефтепровода.
Основные задачи исследований
1. Разработать структуру и сформулировать направления развития компонентов организационно-технологической системы обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов на всех этапах их жизненного цикла.
2. Усовершенствовать процесс организации проектирования сложных систем трубопроводного транспорта нефти на основе развития методологии типового проектирования и создания системы технических требований к комплектующим материальным ресурсам.
3. Разработать методику расчета напряжений в подземном трубопроводе на пересеченном рельефе местности и метод снижения ущерба окружающей среде при авариях.
4. Адаптировать методологию вероятностного анализа безопасности к задачам повышения эксплуатационной надежности объектов трубопроводного транспорта нефти.
5. Усовершенствовать систему организации технического диагностирования магистрального нефтепровода.
6. Разработать методы расчета труб на прочность и долговечность с учетом фактического уровня дефектности.
7. Разработать систему оценки технического состояния магистральных нефтепроводов.
8. Разработать методологию формирования отраслевого информационного фонда.
Методы решения
При решении поставленных задач использовались методы теории вероятности и математической статистики, методы исследования больших систем, методы механики деформируемых тел.
Для подтверждения выводов и результатов разработанных в работе расчетных методов использованы экспериментальные данные, полученные при опытно-промышленных натурных, стендовых и лабораторных испытаниях.
Научная новизна
1. Разработаны основные принципы обеспечения системной надежности магистральных нефтепроводов на всех этапах их жизненного цикла (предпроектная стадия, проектирование, строительство, эксплуатация).
2. Разработан комплекс технических требований и методы их количественной оценки для труб и других комплектующих материальных ресурсов, учитывающие разброс фактических свойств.
3. Разработан метод повышения экологической безопасности, основанный на оптимальном размещении запорной арматуры на линейной части магистрального нефтепровода. Предложено, с целью повышения экологической безопасности, в качестве критерия оптимальности размещения запорной арматуры использовать минимальный экологический ущерб окружающей среде при авариях.
4. Предложена адаптированная методология вероятностного анализа безопасности применительно к задачам количественной оценки надежности магистрального нефтепровода. Введены качественные и количественные критерии, позволяющие обосновывать безопасность магистрального нефтепровода.
5. Разработана методика определения оптимального интервала времени между диагностическими обследованиями действующих магистральных нефтепроводов.
6. На основании результатов анализа статистических данных по отказам и повреждениям, применения методов и средств диагностирования разработана методология оценки технического состояния объектов магистрального нефтепровода, основанная на систематизации их качественных и количественных характеристик.
7. Разработан метод расчета труб с дефектами на прочность и долговечность, основанный на учете развития дефектов во времени и деформирования труб под действием внутреннего давления. Установлены зависимости предельного давления от вида, геометрии и расположения дефекта, свойств материала, геометрических характеристик трубопровода и условий нагружения.
На защиту выносятся:
- структура и направления развития компонентов организационно-технологической системы обеспечения эксплуатационной надежности МН;
- основные принципы обеспечения показателей надежности магистральных нефтепроводов на стадии проектирования;
- методы повышения промышленной и экологической безопасности магистральных нефтепроводов;
- комплексная система организации диагностирования и оценки технического состояния объектов МН;
- метод расчета труб с дефектами на прочность и долговечность.
Практическая ценность результатов работы
-
На основе проведенных комплексных исследований предложена организационно-технологическая система обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов, базирующаяся на разработанной под руководством и при участии автора нормативной базе, большинство документов которой согласованы с уполномоченными органами государственного надзора, вошли в отраслевой информационный фонд ОАО «АК «Транснефть» и реализованы в системе трубопроводного транспорта нефти.
2. Усовершенствованная методология типового проектирования, способы организации проектирования сложных и уникальных магистральных нефтепроводов, система технических требований к комплектующим были использованы при проектировании магистральных нефтепроводов Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО), Харьяга – Индига, при расширении Балтийской трубопроводной системы (БТС-2), что позволило сократить временные и ресурсные затраты на проектирование, применить трубы, изделия и технологическое оборудование, отвечающие условиям сооружения и эксплуатации нефтепроводов, обеспечить требуемый уровень эксплуатационной надежности.
3. Методика расчета на прочность подземного трубопровода при пересеченном рельефе местности позволяет выбрать схему прокладки трубопровода, соответствующую нормативным требованиям по прочности и фактическим условиям эксплуатации.
4. Разработанная методика оптимального размещения запорной арматуры на линейной части магистральных нефтепроводов позволяет определить координаты ее размещения исходя из условия обеспечения минимального экологического ущерба окружающей среде при аварии.
5. Методика вероятностного анализа безопасности объектов трубопроводного транспорта нефти позволяет количественно оценить соответствие показателей безопасности установленным требованиям и выявить факторы, вносящие наибольший вклад в указанные показатели.
6. Предложенные системы технического диагностирования и оценки технического состояния магистральных нефтепроводов позволяют установить фактическое техническое состояние объекта, определить методы ремонта и реконструкции.
7. Методология формирования отраслевого информационного фонда позволяет системно обеспечивать проектные, строительные и эксплуатирующие организации и службы магистрального нефтепровода актуализированной нормативно-технической документацией, что способствует достижению высоких показателей надежности и безопасности.
Апробация работы
Основные результаты исследований, представленные в работе, докладывались на:
- II Всесоюзной научно-технической конференции по трубопроводному транспорту нефти и газа (г. Уфа, 1983 г.);
- III Всесоюзной научно-технической конференции «Проблемы трубопроводного транспорта нефти и газа» (г. Ивано-Франковск, 1985 г.);
- Всесоюзной конференции «Пути развития научно-технического прогресса в нефтяной и газовой промышленности» (г. Грозный, 1986 г.);
- совместном заседании научно-технических советов Госстроя СССР и Миннефтегазстроя СССР «Проектирование и строительство объектов нефтяной и газовой промышленности в условиях вечномерзлых грунтов» (г. Надым, 1986 г.);
- Международном семинаре «Обеспечение качества строительства газотранспортных систем» (г. Москва, 1997 г.);
- Международном конгрессе СIТОGIС-2000 (г. Москва, 2000 г.);
- семинаре «Неделя высокой нефти» (г. Москва, 2001 г.);
- Второй ежегодной международной конференции «Российский газ»
(г. Москва, 2002 г.);
- Международном трубопроводном форуме (г. Москва, июнь 2002 г.);
- Парламентских слушаниях Государственной думы РФ (г. Москва, 2006 г.);
V Международном трубопроводном форуме «Трубопроводный транспорт - 2006» (г. Москва, 2006 г.);
- V Российском нефтегазовом конгрессе (г. Москва, 2007 г.)
Публикации
По материалам диссертации опубликовано 40 работ, в том числе
11 работ в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ для опубликования основных научных результатов диссертации на соискание ученой степени доктора наук.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 248 наименований, 7 приложений. Изложена на 395 страницах машинописного текста, содержит 74 рисунка, 55 таблиц.
Анализ существующих методов обеспечения надежности магистральных нефтепроводов
Основной задачей надежной и безопасной эксплуатации нефтепроводов является уменьшение отказов, связанных с разрушением металла труб и изделий. Для ее решения необходимо разработать оптимальные режимы загрузки оборудования и трубопроводов в зависимости от их фактического технического состояния, применять научно обоснованные технологии и проводить ремонт их конструктивных элементов. Существенное значение в обеспечении безопасности эксплуатации нефтепроводов является разработка научно обоснованных методов оценки их остаточного ресурса на основе методов и средств технического диагностирования. К настоящему времени в литературе накопилось достаточное количество работ, посвященных этой проблеме.
Известные работы содержат ряд методов и средств обеспечения надежности МН, включая выбор соответствующих материалов и изделий, этапы проектирования, строительства и эксплуатации.
Материалы и изделия, применяемые для строительства трубопроводов, должны отвечать требованиям государственных стандартов, техническим требованиям заказчика, техническим условиям изготовителя и другим нормативным документам (НД), утверждённым в установленном порядке.
Для строительства магистральных трубопроводов в соответствии с нормативными документами должны применяться трубы стальные бесшовные, электросварные прямошовные, спиральношовные и трубы других специальных конструкций, изготовленные из спокойных и полуспокойных углеродистых и низколегированных сталей, диаметрами до 500 мм включительно, из спокойных и полуспокойных низколегированных сталей — диаметрами до 1020 мм и низколегированных сталей в термически или термомеханически упрочнённом состоянии — диаметрами до 1420 мм.
Все сварные соединения труб должны быть полностью проверены физическими неразрушающими методами контроля.
Подавляющее большинство труб магистральных нефтепроводов, находящихся в эксплуатации до сегодняшнего дня, изготовлено из углеродистых сталей марок СтЗ, Ст20 и др. и малоуглеродистых и низколегированных сталей марок 17ГС, 17ГІС, 19Г, 14ХГС, 14ГН, 09Г2С.
Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений Rf и R" принимаются равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести, принимаемым по государственным стандартам и техническим условиям на трубы.
Прочность подземного трубопровода оценивается на основе сопоставления возникающих в нем усилий от действующих механических нагрузок с теми усилиями, которые приводят трубопровод в предельные состояния. Сущность метода предельных состояний для магистральных трубопроводов заключается в том, что рассматривается такое напряженное состояние трубопровода, при котором дальнейшая его эксплуатация невозможна. За предельное принимается состояние разрушения трубопровода, и поэтому расчетное сопротивление определяется исходя из временного сопротивления ав материала труб. Определение усилий от расчетных нагрузок и воздействий, воз никающих в отдельных элементах трубопроводов, производится методами строительной механики.
Расчетная схема трубопровода должна отражать действительные условия его работы. При этом должны быть рассмотрены периоды строительства трубопровода, эксплуатации в режиме проектной производительности, капитального и аварийного ремонтов трубопровода.
Расчет толщины стенки в зависимости от характера напряженного состояния трубопровода производится по двум формулам. Одна из них позволяет определить толщину стенки при отсутствии продольных сжимающих напряжений, а вторая - при наличии продольных напряжений.
Использование труб, характеристики которых соответствуют нормативным требованиям, при четком выполнении требований нормативных документов по проектированию и строительству, качественном проектировании и строительстве обеспечивает достаточно высокую надежность нефтепровода, особенно если будет выполнена предпусковая диагностика.
Основным оборудованием нефтеперекачивающих станций являются магистральные насосные агрегаты (НА) типа НМ номинальной подачей от 1250 до 10000 м3/ч (ГОСТ 12184-87) с электродвигателями типа СТД, СТДП, АЗП, АЗМВ и подпорные НА типа НТО и НМЛ.
Насосные агрегаты типа НМ по коэффициенту полезного действия (к.п.д.) и основным техническим характеристикам соответствуют лучшим зарубежным образцам и имеют при номинальной подаче максимально возможный к.п.д. (от 83 до 89 % в зависимости от типоразмера). Фактические же показатели отличаются от паспортных в худшую сторону вследствие несоответствия качества их изготовления установленной документации и нарушения технологии ремонта [82].
Организация проектирования магистральных нефтепроводов нового класса, на основе методологии типового проектирования уникальных объектов
Применение типового проектирования в строительстве вообще и при строительстве магистральных трубопроводов в частности является хорошо известным и апробированным способом организации проектных работ. Как правило, целью применения типового проектирования являлось сокращение трудозатрат на выполнение проектных работ и обеспечение унификации проектов за счет применения ранее хорошо отработанных на практике конструктивных и технологических решений.
Однако необходимость в освоении новых нефтяных месторождений, расположенных в сложных природно-климатических условиях на большом удалении от мест переработки и перевалки нефти, потребовала создание нефтепроводов нового поколения, характеризующимися следующими особенностями: 1. Значительная протяженность линейной части нефтепровода, составляющая более 1000 км. 2. Высокие рабочие давления на выходе из насосных станций до 10 МПа и до 15 МПа по трассе нефтепроводов. 3. Сложные природно-климатические условия, характеризующиеся низкими до - 60 градусов Цельсия температурами. 4. Сложные, постоянно изменяющиеся инженерно-геологические условия прокладки нефтепроводов: участки с вечномерзлыми и скальными грунтами, продольные и поперечные уклоны, участки с погребенными льдами, курумами, оползнями, тектоническими разломами, участки с высокой сейсмической активностью до 9 баллов по шкале Рихтера. 5. Пересечение территорий с повышенными требованиями экологической безопасности.
Создание нефтепроводов, характеризующихся перечисленными особенностями, потребовали разработки и применения новых уникальных технических решений: применение для линейной части нефтепроводов труб повышенного класса прочности К60-К70, с толщиной стенок труб до 29 мм; применение труб с повышенной трещиностойкостью для линейной части нефтепроводов и обвязок насосно-перекачивающих станций, расположенных в зонах с сейсмической активностью более 8 баллов; применение регулируемого привода магистральных насосных агрегатов; исключение резервуарных парков на промежуточных насосно-перекачивающих станциях за счет работы нефтепроводов по схеме «из насоса в насос»; управление нефтепроводом как единым технологическим объектом с автоматизированным срабатыванием защит и выбором управляющих воздействий при переходе с режима на режим на основе адаптивной гидравлической модели работы нефтепровода; применение предупреждающих, защитных и локализующих технических решений, снижающих потенциальные воздействия нефтепровода на окружающую среду; применение специальных схем прокладок нефтепроводов на участках со сложными инженерно-геологическими условиями.
Таким образом, можно констатировать, что трубопроводы нового поколения являются сложными и уникальными объектами, характеризующимися высокими стоимостными показателями. Для сравнения стоимость 1 км нефтепровода нового класса диаметром 1020-1220 мм составляет 65-70 тыс. руб. на 1 мм диаметра применяемых труб. Для аналогичных по диаметрам трубопроводов, построенных с использованием традиционных решений, стоимость 1 км составляет 35-36 тыс. руб. на 1 мм диаметра применяемых труб.
В связи с высокой стоимостью объектов нового класса инвесторами с целью сокращения сроков окупаемости финансовых вложений предъявляются очень жесткие требования к срокам проектирования и строительства нефтепроводов. Вместе с тем применение ранее отработанных типовых проектных решений в связи с уникальностью объектов нового класса не представляется возможным.
Сокращение сроков проектирования нефтепроводов нового класса возможно за счет рациональной организации технологического процесса выполнения проектных работ большим количеством субподрядных проектных организаций, работающих по единым техническим решениям и правилам, формируемым генеральной проектной организацией. Обеспечение генеральной проектной организацией единства технической политики с соблюдением требований к сжатым срокам выполнения проектных работ стало возможным за счет внедрения новых подходов к организации проектирования магистральных нефтепроводов, основанной на методологии типового проектирования уникальных объектов нового класса.
Разработанная организационная схема проектирования магистральных нефтепроводов нового класса включает ряд последовательно реализуемых стадии: 1. Разработка типового проектного решения. 2. Разработка типового технического решения. 3. Разработка типового проекта. 4. Привязка типового проекта к конкретному участку нефтепровода (Разработка раздела проекта). 5. Экспертиза раздела проекта на соответствие типовому проекту.
С методологической точки зрения типовое проектное решение представляет собой техническое задание на разработку типового проекта.
Количественные расчеты вероятностного анализа
Результатом количественных расчетов ВАБ являются количественный анализ модели ВАБ и получение оценки частоты неуспешных конечных состояний при возникновении внутренних инициирующих событий. При выполнении количественных расчетов ВАБ проводится определение аварийных последовательностей (АП) минимальных сечений и их вероятностных характеристик на основе разработанных логических моделей анализируемых систем, данных по надежности элементов, частот инициирующих событий и вероятностей ошибок персонала.
В ходе вычислений рассчитывается вероятность повреждения систем заданной степени тяжести. Данный показатель оценивается на основе расчета вероятности реализации всего множества минимальных сечений, входящих в совокупность АП с повреждением систем.
Кроме того, в ходе количественного анализа рассчитываются вероятности реализации вершинных событий деревьев отказов на основе минимальных сечений деревьев отказов; частоты реализаций аварийных последовательностей (на основе минимальных соответствующих аварийных последовательностей) и частоты реализации конечных состояний с заданной степенью ущерба (на основе минимальных соответствующих конечных состояний).
Минимальное аварийное сочетание - это такое сочетание, в котором при удалении любого исходного события оставшиеся события вместе больше не являются аварийным сочетанием.
Для всех минимальных сечений отказов (МСО) оценивается вероятность их реализации по формуле QMCO=KQP (3.1) /=/ где Q; - вероятность z -ого базового события (отказа элемента ОМН); к - количество базовых событий в МСО.
После оценки вероятности всех МСО производится оценка вероятности для верхнего события путем суммирования вероятностей реализации всех МСО дерева отказов: п Q ВС = .2 Q МСО (3-2) /= / где п - общее число МСО.
Вероятность отказа системы рассчитывается на основе набора минимальных сечений соответствующего дерева отказов. Под вероятностью отказа системы имеют в виду, как правило, вероятность несрабатывания на требование (вероятность отказа на включение системы в работу) или вероятность оперативного несрабатывания на требование (отказ на включение или отказ при последующей работе). Если известен набор минимальных сечений дерева отказов, то вероятность реализации вершинного события (отказа системы) рассчитывается как бдо=1-П(1-Л.А1- )» (3.3) 4=1 где ркт - вероятность реализации т -ого базового события в к -ом минимальном сечении; п - общее число минимальных сечений. В том случае, если значения вероятностей реализации базовых событий (отказов оборудования) оказываются существенно меньше 1, выражение (3.44) может быть записано в виде я йдо РкхРк2-Рш- (3.4)
Частота реализации аварийной последовательности (частота аварийной последовательности) рассчитывается на основе набора минимальных сечений, аналогично вершинному событию дерева отказов. Небольшим отличием от вышерассмотренного случая является то, что набор минимальных сечений аварийной последовательности содержит события различных «типов», а именно для базовых и исходных событий задаются различные вероятностные характеристики (вероятность и частота соответственно). При этом структура логико-вероятностной модели объекта обладает следующим свойством: набор минимальных сечений аварийной последовательности содержит одно исходное событие, которое входит в каждое минимальное сечение. Таким образом, частота аварийной последовательности рассчитывается по формуле я=/і-П(і-А2"-Ат)1 (3.5) где / - частота исходного события (1/год); ркт - вероятность реализации т -ого базового события в к -ом минимальном сечении; п - общее число минимальных сечений. В приближении редких событий выражение (3.5) может быть записано в виде п /АЛ = f- РкгРкг-Рьп (3-6) При расчётах рекомендуется использовать выражение (3.5), дающее менее консервативную оценку.
Так же как и для аварийной последовательности, набор минимальных сечений для конечного состояния содержит события различных «типов» -базовые и исходные события. В отличие от аварийной последовательности набор минимальных сечений может содержать различные исходные события, но при этом в каждое минимальное сечение входит ровно одно исходное событие.
Периодичность проведения диагностических обследований
Планирование интервалов между диагностическими обследованиями существенно влияет на показатели безопасности эксплуатируемого нефтепровода.
С точки зрения финансовых затрат на проведение диагностических обследований следует выделить диагностические обследования, стоимость проведения которых сопоставима со стоимостью проведения последующих ремонтных работ по устранению выявленных дефектов и диагностические обследования, стоимость проведения которых существенно ниже чем стоимость последующих ремонтных работ. Для диагностических обследований первой группы периодичность их проведения предлагается определять с уче том совокупных финансовых затрат на поддержание диагностируемых объектов в регламентном состоянии. Периодичность проведения диагностических обследований второй группы предлагается определять исходя из паспортных данных диагностируемых объектов.
К диагностическим обследованиям первой группы следует отнести внутритрубную диагностику линейной части нефтепроводов. Ко второй группе можно отнести обследование линейной запорной арматуры, магистральных и подпорных насосов, электродвигателей насосов и другого технологического оборудования.
Методика определение периодичности обследования линейной части нефтепроводов
Методика определения периодичности обследования линейной части нефтепроводов базируется на интегральной оценке работоспособности участка в целом, учитывающая его текущее и прогнозное техническое состояние. В основу методики положена оценка рисков, учитывающая параметры трубопровода (геометрия трубопровода, труб и сварных соединений, свойства материалов, дефектность, остаточные напряжения и деформации), условия эксплуатации (режимы нагружения и воздействия внешней среды), уязвимость участков, по которым проложен трубопровод, параметры транспортируемого продукта, механизмы и скорости развития дефектов, погрешности диагностических обследований.
В соответствии с предложенной методикой прогнозная кинетика изменения параметров трубопровода и условий эксплуатации участка трубопровода отражается функциями интенсивности социальных Л ї), экологических A Ro{t) и технико-экономических XR7{t) рисков.
Наименьший срок, при котором расчетная интенсивность риска становится равной допустимой величине социальных, экологических или технико-экономических рисков (ЯЛ = [Яд]), определяет срок безопасной эксплуатации участка ґпрЄд, в который должны быть проведены диагностические или компенсирующие мероприятия на участке трубопровода.
Предельно допустимые уровни социальных и экологических рисков регламентируются общими и специальными техническими регламентами. Предельно допустимые уровни социальных и экологических рисков являются ограничениями, а приемлемый, с точки зрения эксплуатирующей организации, уровень технико-экономических рисков рассчитывается по методологии вероятностного анализа безопасности с учетом затрат на техническое обслуживание и определяет целевую функцию, которую необходимо минимизировать.
Технико-экономический риск RT как функция от времени t зависит от выбранной программы ремонтно-восстановительных работ, определяемой набором затрат Зр на ремонтные работы.
В технико-экономических рисках находит свое отражение экономический ущерб, имеющий следующую структуру: - полные финансовые потери организации, эксплуатирующей трубопровод (вышедшее из строя оборудование и потери перекачиваемого продукта); - расходы на мероприятия по ликвидации последствий аварии; - социально-экономические потери, связанные с травмированием и гибелью людей (компенсационные выплаты, связанные с повреждением здоровья пострадавшего); - экологический ущерб (сумма ущербов от различных видов вредного воздействия на объекты окружающей природной среды); - косвенный ущерб (убытки простоя производства, неустойки, штрафы и пени); - потери государства от выбытия трудовых ресурсов (исходя из национального/регионального дохода по отрасли с учетом средней заработной платы на предприятии).
